川西坳陷须家河组二段致密砂岩储层成岩作用与孔隙演化——以大邑地区为例

低渗透气藏产气量在我国天然气总产量中所占比例越来越大,但由于其气藏分布复杂、预测难度大等因素,阻碍了该类气藏的勘探开发进程。四川盆地川西坳陷上三叠统须家河组二段储层物性总体较差,属于低孔、低渗储层。以储层特征与成岩作用研究为基础,结合大量镜下薄片鉴定成果,确定了胶结物充填的序次及各期胶结物相对含量;并在各期胶结物中找出特征包裹体进行温度检测,结合储层埋藏史、热史等资料,确定了各期胶结物的形成时间与油气充注的时间及次序;此外,描述了储层孔隙在不同历史阶段的变化率与变化原因,从而再现了储层的形成历史,确定了储层致密化时间。最后,结合油气充注史,提出下一步有利勘探方向,为进一步油气勘探奠定了基础。     

川中广安构造须家河组须二段储层成岩作用与孔隙演化

川中地区上三叠统须家河组二段砂岩是四川盆地内的天然气储层之一,其中广安构造须家河组须二段储集岩主要为细-中粒岩屑砂岩、长石岩屑砂岩,该砂岩储层是典型的低孔、低渗型储集岩。在对该区上三叠统须家河组气藏宏观沉积特征研究的基础上,采用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及X射线衍射等方法,对该气藏储层的成岩作用、孔隙演化及其对储集物性的影响进行了探讨,认为研究区砂岩经历了压实压溶作用、胶结作用、交代作用、溶解作用以及破裂等多重成岩作用,目前已达到了中成岩阶段B亚期。成岩作用是控制该区储层物性的一个关键因素,在孔隙演化过程中,压实压溶、胶结作用起主要破坏性作用,溶蚀作用、环边绿泥石胶结物为主要起建设性作用。     

川东南小河坝组砂岩成岩作用与孔隙演化

通过普通薄片鉴定、铸体薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射以及阴极发光等多种实验测试手段对川东南地区小河坝组砂岩成岩作用以及孔隙演化进行详细研究。研究结果表明:研究区小河坝砂岩主要以含泥长石石英粉砂岩为主,少量的长石粉砂岩,碎屑颗粒组合具有高石英、高长石、低岩屑的特点。原生残余粒间孔和次生溶蚀孔是小河坝砂岩的主要孔隙类型。压实作用是造成原生孔隙减少的主要因素之一,溶蚀作用改善了砂岩的孔隙度,而胶结作用,尤其是钙质胶结,造成孔隙度的进一步降低。     

川东北元坝地区须家河组三段钙屑砂岩孔隙类型及地质意义

钙屑砂岩在成因上属于陆源碎屑岩中的一类砂岩,其成分的特殊性决定了埋藏过程中成岩作用、储集空间以及油气产能上的特殊性。结合岩心、普通岩石薄片、铸体薄片、阴极发光、扫描电镜、X衍射数据、压汞数据和物性数据等资料,对川东北元坝西须家河组三段钙屑砂岩的孔隙类型、孔隙定量演化和孔隙有效性等方面进行了系统性分析。结果表明,钙屑砂岩原生孔隙很少,次生孔隙类型主要包括3类：晶间微孔隙、溶蚀型孔隙与裂缝型孔隙。各类孔隙的成因存在差异,晶间微孔主要与钙屑、钙质胶结物的重结晶作用有关,还有一些钙屑晶间微孔来源于母岩的白云岩化。裂缝的成因有两个,贴粒缝是由于钙屑与胶结物重结晶不同步,构造裂缝是由于须三段沉积时期强烈构造运动形成的;研究区钙屑砂岩溶孔发育有限,不能整体改善储层质量,仅形成局部“甜点”;晶间微孔普遍发育,是钙屑砂岩孔隙的主要贡献者,且大部分微孔都是有效孔隙,加上微裂缝的沟通,是天然气的主要储集空间。高钙屑高钙质胶结物含量的地区（如高能的分流河道）,由于强烈重结晶提供大量晶间微孔,加上裂缝的沟通,成为须三段的优质储层区,可作为勘探开发的重点。     

玉北地区鹰山组储集层成岩作用及孔隙演化

根据薄片、地化分析、阴极发光、包裹体测温等技术,对玉北地区中-下奥陶统鹰山组碳酸盐岩的成岩作用类型、序列及其与孔隙演化的关系进行了详细研究。认为玉北地区中-下奥陶统鹰山组储集层经历了准同生白云石化、埋藏白云石化、三期溶蚀、三期胶结、充填和压实、压溶等主要成岩作用,其中对储集层孔隙发育起建设性作用的是白云石化和溶蚀作用。根据成岩作用的先后顺序以及成岩作用过程中孔隙的演化特点,总结了鹰山组的成岩序列及孔隙的演化规律。     

川中须家河组储层成岩作用及对孔隙演化的影响

为对川中东北部地区须家河组进行储层评价和勘探预测,对储层段成岩作用以及孔隙演化的影响进行了研究,发现该区上三叠统须家河组储集岩砂体主要以岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主,成岩过程经历了压实、胶结、交代、溶蚀和自生矿物形成等多种成岩作用,其中压实、交代作用和部分自生矿物形成对优质储层的形成起主要的破坏作用,而对溶蚀和环边绿泥石胶结物的形成起建设性作用;储层成岩过程划分为早成岩、中成岩和晚成岩阶段,其中早、中成岩阶段又分为A、B两个次级阶段;溶蚀作用增加了次生孔隙数量,提高了储层孔隙度,环边绿泥石胶结物的存在使得大量的原生粒间孔隙得以保存,且主要集中在须二段储层中。     

松南地区登娄库组砂岩成岩作用与孔隙演化

松辽盆地南部下白垩统登娄库组发育一套湖相水下扇沉积、演浅湖沉积和三角洲沉积，该组的砂岩厚度占地层总厚度的４３．３３％，是该区深部油气的主要储层。砂岩的成岩作用主要包括粘土边的形成、压实（压溶）、胶结、溶蚀－充填及交代作用等。成岩作用极大地影响了储层的储集性能，其中压实作用、胶结作用导致孔隙度降低，而不稳定的矿物颗粒溶蚀和碳酸盐类胶结肠的溶解导致孔隙度增大。研究表明，该区登娄库组的胶结作用发生在９０     

砂岩成岩过程中的孔隙演化定量模拟———以鄂尔多斯盆地安塞地区长 8 油层组储层为例

孔隙度在埋藏成岩过程中的变化是一个连续的过程,对油气成藏和区域储层评价具有重要意义。 目 前大部分实测孔隙度在深度上都是断续的,针对这一现状,以鄂尔多斯盆地安塞地区长 ₈ 油层组储层砂 岩为例,应用数理统计和数字模拟方法来定量模拟整个埋藏成岩过程中的孔隙演化。 在岩石学特征、成岩 作用特征以及地层埋藏史和成岩史研究的基础上,以现今孔隙度为约束条件,以埋藏深度和埋藏时间为 变量,将研究区长 ₈ 油层组孔隙演化进程分为孔隙度减小和孔隙度增大 2 个过程,并分别建立了相应的 从埋藏初始至今的孔隙演化定量模型。 结果表明,机械压实作用阶段的孔隙度减小过程是以埋藏深度为 自变量的连续函数;压实胶结作用阶段的孔隙度减小过程、增孔窗口阶段（65～100 ℃）及次生孔隙度保持 阶段均是埋藏深度和埋藏时间的连续函数。 因此,分段模型叠加得到的总孔隙演化模型为一个四段式函 数。 利用研究区实际地质资料对孔隙演化定量模型进行的实例验证表明,该模型在砂岩孔隙演化模拟方 面有较好的应用效果。     

建南地区长兴组礁滩储层成岩作用及孔隙演化

在岩心观察的基础上,结合镜下薄片、扫描电镜等资料,对建南地区上二叠统长兴组(P3cx)礁滩储层的成岩作用、成岩序列及储层孔隙演化特征进行了深入细致的分析。研究结果表明,P3cx成岩作用主要包括胶结作用、压实-压溶作用、重结晶作用、白云石化作用、溶蚀作用以及破裂作用等。其中胶结、压实-压溶、重结晶作用为破坏性成岩作用,而胶结作用是原生孔隙和大部分次生孔隙的主要破坏者;白云石化、溶蚀、破裂作用是建设性成岩作用,溶蚀作用、破裂作用形成的次生孔隙和裂缝是主要的油气储集空间和运移通道。成岩作用是长兴组礁滩储层的主控因素之一,控制了孔隙的整个演化过程。     

四川盆地川西坳陷须家河组三段致密砂岩储层成岩作用及孔隙演化

综合利用岩心、铸体薄片、阴极发光、X?射线衍射、扫描电镜、包裹体分析和孔渗数据等资料,对四川盆地川西坳陷须三段致密砂岩储层成岩作用和孔隙演化进行了分析.研究发现川西坳陷须三段主要发育岩屑石英砂岩和岩屑砂岩,结构成熟度与成分成熟度差—中等;储集空间类型主要为以岩屑粒内溶孔和长石粒内溶孔为主的次生孔隙,孔隙度多小于6％,渗...     

川中地区须家河组储层成岩作用与孔隙演化研究

四川盆地川中地区须家河组储层主要为一套辫状河三角洲相砂岩,储集岩主要为长石石英砂岩、 长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩。以岩心观察为基础,结合薄片鉴定、扫描电镜和物性等资料分析认为,研究区砂岩经历了压实、胶结、交代、溶蚀及破裂等多种成岩作用,成岩阶段可划分为早成岩A 期、B 期和中成岩A 期、B 期4 个期次,目前已达到了中成岩阶段A-B 期。成岩作用是控制该区储层物性的一个关键因素,砂岩储层经演化后其原生孔隙大部分被破坏,主要以次生孔隙为主。     

遂宁-蓬溪地区须二段储层成岩作用与孔隙演化

遂宁一蓬溪地区须二段是重要的天然气储层,目前已显示出良好的勘探前景,但由于该砂岩储层具有低孔、低一特低渗以及非均质性强等特点,直接影响了油气的勘探开发。通过薄片、扫描电镜、包裹体温度、镜质体反射率、有机质热降解温度等资料,对该区须二段储层成岩作用类型、强度及孔隙演化史进行了系统研究。结果表明：该砂岩储层经历了中等一强压实、强胶结、弱交代、强溶蚀等成岩作用;目前处于中成岩阶段A—B亚期,且在A亚期末储层已基本致密化：孔隙类型以次生孔隙为主。通过对砂岩储层致密化进程的深入阐述．可为该地区有利储层发育区的预测提供一定的地质依据。     

四川盆地元坝中部断褶带须家河组储层构造裂缝形成期次

四川盆地元坝中部断褶带须家河组储层属于低孔、低渗储层,裂缝对天然气的富集及产能具有重要影响。综合利用野外露头、岩心、测井、包裹体分析、声发射以及(U-Th)/He年龄测定等,对该区构造裂缝形成期次开展综合研究。研究表明:该区主要发育构造成因的低角度和高角度剪切缝,具有规模中等、宽度小(闭合)、间距大、充填程度不高的特征,裂缝有效性较好;须家河组构造裂缝形成期次共3期(不考虑成岩期裂缝),第Ⅰ期构造裂缝形成于燕山构造运动中—晚期,方位为NE向(30°±5°)、NW向(315°±5°),裂缝被中—细粒方解石充填,充填程度较高,包裹体均一温度为75~85℃,古地应力的最大有效主应力为18.8 MPa;第Ⅱ期裂缝形成于为喜马拉雅早—中期构造运动,方位为NEE向(75°±10°)、SN向(0°±5°),裂缝被粗粒方解石半充填(或未充填),均一温度为150~175℃,古地应力的最大有效主应力为27.9 MPa;第Ⅲ期裂缝形成于为喜马拉雅晚期构造运动,方位为NWW(290°±10°)向,裂缝充填程度低,切割前两期充填裂缝明显,古地应力的最大有效主应力为38.6 MPa;结合地质力学理论,建立了三期裂缝发育的成因模式。     

川东北元坝地区须家河组钙质交代-胶结致密层分布与成因

方解石是须家河组砂岩中常见的成岩矿物之一,可在局部层段富集形成钙质交代-胶结致密层,对砂岩的物性有明显的破坏作用。基于岩心观察和薄片鉴定,对川东北元坝地区钙质交代-胶结致密砂岩的岩石学特征开展了分析,刻画了致密砂岩的分布规律;结合全岩X射线衍射、稳定碳氧同位素和微量元素等测试资料,分析了钙质交代-胶结致密砂岩的形成期和物质来源,阐明了钙质胶结物和交代物的形成机制。钙质交代-胶结致密层主要发育在元坝地区西部与须家河组三段（须三段）源岩层相邻的须家河组二段和须家河组四段的砂岩中,在东部须三段源岩层附近的砂岩中则较少;通常出现在厚层砂体的中部,厚度为1~2 m;长石含量或白云岩岩屑含量较高,杂基含量较低;经历的主要成岩作用包括压实作用、方解石的胶结作用和交代作用。方解石的胶结物和交代物主要形成于早成岩阶段B期,此时的地层温度为60~80℃,烃源岩处于有机酸生成的高峰期。由于元坝地区西部须三段烃源岩中含有较高的碳酸盐矿物组分,其排出的富有机酸流体可携带较多的Ca²⁺和HCO₃^-离子进入砂岩层,当砂岩富含长石和白云岩岩屑等碱性矿物时,富Ca²⁺的有机酸流体能被有效缓冲,形成有利于方解石胶结物和交代物沉淀的微环境,从而导致方解石大量沉淀。     

四川盆地卧新双地区须家河组储层发育特征

通过铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射及常规物性资料,对卧新双地区须家河组储层的岩石类型、成岩作用特征及储集空间类型进行了研究,并分析了不同成岩作用对储层的影响。结果表明：卧新双地区须家河组储层主要为一套长石岩屑砂岩和岩屑砂岩,具有结构成熟度中等偏高、成分成熟度低的近源快速堆积特点;储层经历了压实-压溶、胶结、溶蚀、交代、破裂和自生矿物充填等成岩作用改造,其中强烈的压实-压溶、方解石胶结和自生矿物充填等作用是导致储层孔渗性变差和致密化的主要原因,绿泥石环边胶结是部分原生粒间孔得以保存的主要原因,溶蚀作用在一定程度上改善了储集性能．破裂作用则更有效地沟通了原生和次生孔隙,极大地提高了储层渗透性。卧新双地区须家河组主要发育特低孔、超低渗裂缝-孔隙型储层,储层孔隙度和渗透率总体相关性较差,但随着孔隙度的升高,孔渗相关性逐渐变好,具有良好的油气成藏条件和一定的勘探开发潜力。     

川东北元坝地区须三段钙屑砂砾岩储层特征及控制因素

四川盆地元坝地区须家河组三段多口井测试获得中-高产工业气流,具有良好勘探开发潜力,但其储层特征及控制因素不明确。利用岩心、薄片及分析化验资料对研究区储层岩石类型、储集空间、物性及发育控制因素进行综合研究。研究认为：储层岩石类型以钙屑砂岩和灰质砾岩为主,具有“石英、长石含量低,碳酸盐岩屑（碳酸盐砾）含量高”的特征。储集空间以粒间溶孔、粒内溶孔及裂缝为主,钙屑砂岩与灰质砾岩储层差异明显。钙屑砂岩为裂缝-孔隙型储层,而灰质砾岩为孔隙-裂缝型储层,物性总体较差,具有低孔、低渗的特征。储层发育主要受沉积微相、岩石类型、溶蚀作用及裂缝共同控制。有利沉积微相及岩石类型是优质储层发育的基础,溶蚀作用及裂缝是优质储层发育的关键。水下分流主河道中-粗粒钙屑砂岩为最有利岩相,高含量钙屑组分在后期溶蚀作用及裂缝改造下易形成优质储层。